滇东老厂区块煤层气井峰值产气量主控地质因素分析

康刘旭，胡滨，康永尚,3，曾雯婷，王伟洪，顾骄杨,6，田博凡

(1.中国石油新疆油田开发公司研究所，新疆 克拉玛依834000；2.中联煤层气有限责任公司，北京 100011；3.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；4.中石油煤层气有限责任公司，北京 100028;5.北京油源恒业科技有限公司，北京 102200；6.中海石油(中国)有限公司 非常规油气分公司，北京 100011)

0 引 言

我国煤层气资源十分丰富[1]，预测资源量为3.286×1013m3，其中技术可采资源量为1.09×1013m3。鉴于煤层气产量难以满足我国日益增长的能源需求，煤层气高产问题亟需解决。

滇东地区作为我国南方重要的煤层气产区，煤层气资源丰富，上二叠统煤层气资源量约占全国的10%[2]。滇东地区老厂区块属于多煤层叠置含气系统，构造复杂，断裂发育密集，薄、单煤层数量多，煤层间距较小。国内众多学者已经从构造特征、储层特征、富集条件和水文特征等方面研究了影响老厂区块产气的地质因素[3-6]。其中，蒋天国等[3]研究认为，区块内产气部位以主体构造NE向的老厂背斜为中心，且基底四周遭断裂改造的椭圆形旋钮构造也具有较好的产气条件；李松等[4]通过对老厂区块样品进行镜质组反射率测定、显微组分定量和常规孔渗测试等试验研究，认为老厂区块储层比表面积和孔容大，孔径宽、孔隙吸附能力大，储气能力较优，为后期排采产气提供了高产条件；郭秀钦等[6]研究了老厂区块地层出露泉点、钻孔抽水试验的单位涌水量和隔水层与煤层气成藏关系，认为龙潭组自上而下可分为强岩溶含水层、相对隔水层和弱裂隙含水层，水质为重碳酸钙型，对主要含煤层段无影响，煤层气含量较高，有利于排采。

从目前研究情况看[3,5-8]，前人对老厂区块的产气研究多基于单一地质因素或基于前期探井资料，对该区块地质因素影响煤层气井产能的机理尚不清楚，目前尚无针对老厂区块煤层气峰值产气量主控地质因素的研究，严重限制该区块煤层气的开发利用。因此，本文基于老厂区块6口先导试验井的煤层气地质资料和排采动态资料，在分析产水产气特征基础上，揭示峰值产气量的主控地质因素，并结合煤样渗透率敏感性室内物理模拟试验结果，探讨主控地质因素对峰值产气量的影响机理，提出老厂区块实现峰值产气量大于600 m3/d的各主控地质因素下限值，为老厂区块井层优选提出建议,以期对该区块煤层气的勘探开发提供新的地质参考。

1 煤层气地质条件

1.1 地质和资源概况

老厂区块位于云南省曲靖市富源县东南部，面积约482.57 km2，主要煤系地层为上二叠统龙潭组(P2l)和长兴组(P2c)，如图1所示。上二叠统龙潭组和长兴组岩性以深灰色细碎屑岩为主，主要由粉砂岩、砂质泥岩和煤组成，为海陆交互相沉积[9]。煤系地层总厚度为390～510 m，平均460 m；埋深500～1 500 m，一般在1 000 m以上。

老厂区块发育海陆过渡的三角洲-潮坪-泻湖聚煤环境[10]，煤层分布在竖向上较为分散，见图1，煤层主要分布在龙潭组中上部，可采煤层11～15层，可采总厚度6～33 m，平均20 m，主力煤层为龙潭组7～9号、13号和19号煤层[11]。

据26个煤样镜质体反射率测定结果，老厂区块煤的Ro为3.08%～3.36%，平均3.22%，达到高煤阶演化阶段[12]。

老厂区块单煤层厚度较小，但多煤层累计厚度较大，煤层气远景资源量达6.37×1010m3[13]。老厂背斜为主体构造单元，背斜轴部向西南倾伏，西北翼构造复杂，地层倾角可达30°～50°，煤层被断裂切割破坏，埋深较大；东南翼为单一平缓构造，埋深较浅，地层倾角一般不超过15°，区块东侧发育一系列近南北向和北西向的断裂构造，南东侧发育普桥断裂、龙滩断裂、小腊里断裂，北侧发育箐口向斜、德黑向斜、弥勒师宗断裂以及北东向的平行和斜交逆断层，个别位置呈现为叠瓦状构造，见图1。

图1 老厂区块构造纲要图和综合地层柱状图(据文献[11，14]，有修改)Fig.1 Structural outline of Laochang block and comprehensive stratigraphic column

1.2 煤层气地质条件

老厂区块煤层气勘探主要集中在东南部雨旺矿区。截至目前，研究区共有2017年前布置的前期勘探井(煤层气参数井和排采井)8口和2017年后新钻并投产的先导试验井6口，见图2。

图2 老厂区块钻井和排采井井位分布(据文献[11，14]，有修改)Fig.2 Well location distribution of drilling and drainage wells in Laochang block

老厂区块9号、13号、19号煤层原地资源丰度对比见表1，9号煤层原地资源丰度为0.14×108～1.12×108m3/km2，平均0.39×108m3/km2；13号煤层原地资源丰度为0.11×108～1.01×108m3/km2，平均0.49×108m3/km2；19号煤层原地资源丰度为0.09×108～2.57×108m3/km2，平均0.56×108m3/km2。3个主力煤层的平均累积原地资源丰度达到1.44×108m3/km2，若考虑厚度大于0.5 m的非主力煤层，累积原地资源丰度更大，高于全国煤层气区块原地资源丰度的平均值1.15×108m3/km2[15]。

表1 老厂区块9号、13号、19号煤层煤层气原地资源丰度Tab.1 Abundance table of No.9,No.13,No.19 of in-situ CBM resources of main coal seams in Laochang block

老厂区块煤储层渗透率统计结果见表2和图3，煤储层渗透率为0.005 6～0.870 0 mD，平均0.162 2 mD，其中仅3号、8号、(7+8)号、16号、18号煤层渗透率相对较高(图3)，按照文献[16]对我国煤储层渗透率划分方案，老厂区块煤储层总体属于低渗透储层(渗透率小于0.1 mD)，个别井层为中渗透储层(0.1～0.5 mD)。

图3 老厂区块煤储层渗透率分布图Fig.3 Coal permeability in Laochang block

表2 老厂区块煤层渗透率统计结果Tab.2 Statistical results of coal seam permeability in Laochang block

研究区含气饱和度为60%～70%，少量样品的含气饱和度为90%～100%，可见研究区煤层主要处于欠饱和含气状态(图4)。

图4 老厂区块含气饱和度直方图Fig.4 Histogram of Gas saturation in Laochang block

2 煤层气井排水产气基本特点

参照前人提出的煤层气井排采动态典型指标分析方法[17]，对研究区6口先导试验井自投产至2019年6月15日进行生产动态跟踪，绘制了排采动态曲线(图5)，并提取了排采动态典型指标，通过排采曲线选取见气时间(单位为d)、见气时井底流压降幅(原始液面与初始见气时的井底流压的差值，单位为MPa)、初始排水速度(初始降液幅度与初始见气时间的比值，单位为m/d)、见气前平均日产水量(煤层气井在初始排水阶段平均日产水量，单位为m3/d)、见气后平均日产水量(煤层气井在气水同产阶段平均日产水量，单位为m3/d)、峰值日产气量(煤层气井在气水同产阶段的最大日产气量，单位为m3/d)作为煤层气井产水和产气能力的代表性指标(表3)。

由图5和表3分析，得到各井排采动态基本特点：(1)各井套压变化均呈现“缓慢见套，迅速上升，快速下降，缓慢归零”的特点，整体套压水平较低，套压峰值均在2 MPa/d以下；(2)各井初始井底流压为6.5～7.5 MPa，见套前井底流压快速下降，见套后降速放缓，除LS-S2井(图5(f))外，井底流压至2019年6月15日均已为0；(3)各井初始见气时间为129～181 d，峰值日产气量为120.68～808.96 m3/d，其中，LC-C4井(图5(d))和LC-S2井(图5(f))峰值产气量大于600 m3/d，其他井峰值产气量小于400 m3/d，所有井在达到峰值产量后，产气量即开始下降；(4)LC-C3井日产水量较高，整个排采过程中日产水量基本都在4 m3/d以上，最高达10 m3/d(图5(c))，其余各井日产水量较小。LC-C3井在排采动态上显示出相对高产水的特征，是由于LC-C3井位于东南部断裂构造带附近，受断裂影响，呈现出外源来水的高产水特征，而外源来水不利于煤储层降压疏水，在初始排水速度变化(3.43～4.69 m/d)不大的条件下，LC-C3井见气时间为181 d，明显长于其他井的(120～139 d)，且见气后LC-C3井的平均产水量(5.94 m3/d)也明显高于其他井的(0.44～0.93 m3/d)，外源来水的排出对产气有一定抑制作用[18]，使得LC-C3井的日产气量小于400 m3/d。

图5 老厂区块先导试验井排采动态曲线(截至2019年6月15日)Fig.5 Drainage performance curves of pilot test wells in Laochang block

表3 老厂区块煤层气井排采动态典型指标统计表Tab.3 Drainage and production typical indexes statistical table of CBM wells in Laochang block

3 影响峰值产气量的主控地质因素

为探究峰值产气量的主控地质因素，对老厂区块及其相邻的恩洪、土城区块进行研究，结果表明，黔西(土城区块)动用资源丰度普遍高于滇东(恩洪、老厂区块)的，并且动用资源丰度与日产气量具有正相关关系，黔西(土城区块)日产气量较高(图6)。动用资源丰度小于3.5×108m3/km2时，典型日产气量(煤层气井在气水同产阶段日产气量连续15 d以上较稳定期间的平均日产气量，单位m3/d)多低于500 m3/d，峰值日产气量多低于800 m3/d，说明单井动用资源丰度作为基础因素在一定程度上决定了合采井的产气量。另外，单井动用资源丰度对峰值日产气量的影响程度强于其对典型日产气量的影响，说明单井动用资源丰度决定了煤层气井产气量峰值，达到产气高峰后能否保持稳产更多取决于排采控制。

图6 单井典型日产气量、单井峰值日产气量与动用资源丰度关系Fig.6 Relation between typical daily gas production of single well,peak daily gas production of single well and abundance of produced resources

另外，数据离散程度较高说明除动用资源丰度外，有其他因素影响煤层气井产气量。除了单井动用资源丰度，由煤层气开采机理和前人研究结果[19-22]可知，煤储层渗透率和含气饱和度也是影响不同区块煤层气井排采动态差异重要的地质因素。

与煤层气目标资源规模相比,资源丰度的意义更为重要,一井多层或多段开发可以弥补含气量偏低之不足[23]。影响煤层气产气效果的可能因素包括资源条件[24]、渗透率和含气饱和度[25]等，笔者统计并计算了老厂区块各排采井动用煤层累计厚度、动用煤层的平均含气量、单井动用资源丰度(指单井内各排采煤层单位面积内的煤层气资源量之和[24])、平均渗透率和平均含气饱和度等地质参数(表4)。基于此，从单井动用资源丰度、平均渗透率和平均含气饱和度3个方面探讨影响峰值产气量的主控地质因素。

表4 老厂区块排采井地质参数和峰值产气量统计表Tab.4 Geological parameters and peak gas production statistical table for CBM wells in Laochang block

3.1 单井动用资源丰度

老厂区块排采井单井动用煤层厚度6.68～9.60 m，平均7.38 m，单井动用资源丰度0.81×108～1.56×108m3/km2，平均1.20×108m3/km2，单井动用资源丰度平均值高于全国平均值1.15×108m3/km2[15]。从单井看，LC-C4，LC-C3和LC-S2单井动用资源丰度分列前三，除LC-C3井受到断裂不利影响致峰值产量减小外，LC-C4和LC-S2两口井的峰值产气量(图7)远高于其他各井的，LC-C1井和LC-S1井动用资源丰度最低，相应地，这两口井的峰值产量也最低，可见，动用资源丰度对产气峰值有较大影响。

图7 老厂区块先导试验井峰值产气量与单井动用资源丰度关系Fig.7 Relation between peak gas production of pilot test well and producing resource abundance in Laochang block

3.2 动用煤层的平均含气饱和度和平均渗透率

含气饱和度是煤储层中实测含气量相对于理论吸附能力含气量(由兰氏方程估算)的百分比，反映了储层吸附气的“饱满”程度。渗透率是在一定压差下允许流体通过的能力，前人研究表明[26]，在煤层气开发过程中，渗透率越高，井筒周围裂隙系统的渗流能力就越好，煤储层渗透率是衡量煤层气在煤储层中流动难易程度的关键参数[27]。

对比6口井的平均渗透率数据可知，平均渗透率为0.01～0.4 mD，除LC-C2井以外，LC-C4井和LC-S2井平均渗透率最高(表4和图8)，平均含气饱和度也较高(表4和图9)，LC-S2井没有含气饱和度数据，但根据其平均含气量较高及临近LC-C4井和LC-S1井含气饱和度较高，可推断LC-S2井的平均含气饱和度也较高，可达70%以上，LC-C4井和LC-S2井峰值产量最高。尽管LC-C2井平均渗透率最高(达0.4 mD)，但其平均含气饱和度低(39.58%)，处于严重欠饱和状态，导致其峰值产气量也较低(403.43m3/d);LC-S1井的平均含气饱和度高达72.8%，平均渗透率较高(0.075 mD)，但该井峰值产气量却最低(仅120.08 m3/d)，这与该井动用资源丰度(0.81×108m3/km2)最低有关。

图8 老厂区块先导试验井峰值产气量与平均渗透率关系Fig.8 Relation between peak gas production of pilot test well and average permeability in Laochang block

图9 老厂区块先导试验井峰值产气量与平均含气饱和度关系Fig.9 Relation between peak gas production of pilot test well and average gas saturation in Laochang block

综上所述，动用煤层的平均含气饱和度、平均渗透率和单井动用资源丰度构成影响煤层气井峰值产气量的3个主控地质因素，各因素共同作用，影响和控制峰值产气量。在老厂区块煤储层低渗透背景下，过低的动用资源丰度和低含气饱和度必然导致峰值产量低。

4 主控地质因素对峰值产气量的影响机理

单井动用资源丰度是煤层气井生产的物质基础，由表4可知，在老厂区块低渗透率和低含气饱和度背景下，当单井动用资源丰度小于1×108m3/km2时，峰值产气量低于400 m3/d。相对而言，美国黑勇士盆地在中高-高渗透储层(0.5～5 mD)和高含气饱和度(92%～99%)背景下，资源丰度达到0.38×108m3·km-2以上时，即可获得良好的开发效果[21]。可见，单一地质因素的下限受另外两个因素的影响。

含气饱和度代表吸附气的吸附“饱满”度，含气饱和度越高，吸附气解吸产出所需的降压幅度就越小，反之亦然。如LC-C4井和LC-S2井，平均含气饱和度较高，见气时井底流压降幅小于5 MPa，峰值产气量大于600 m3/d，而其他井平均含气饱和度较低，见气时井底流压降幅大于5 MPa，峰值产气量小于400 m3/d。

煤层气排采经历初始排水阶段，当储层压力降到临界解吸压力后，吸附气才能解吸产出。含气饱和度越高，临储压差越小，见气时井底流压降幅越小，储层渗透率受到的伤害越小，反之亦然。本文采用同步增加轴压和围压的方式模拟排采过程地层压力降低对煤样渗透率的影响，结果表明，在模拟的7块取自老厂区块及其邻区的试验样品中，有6块样品(图10)随着轴压增加，渗透率呈现明显的下降趋势，当地层压力下降4.28～6 MPa，即轴压和围压相应增加4.28～6 MPa时，与初始渗透率相比，煤样渗透率下降了94.5%～100%。如图10(a)为样品L3-1-2的模拟结果，可见，当煤样轴压从1.11MP增加到6.67 MPa后，渗透率下降了94.5%；样品L3-2，L3-5，L4-2，J18-5的模拟结果与样品L3-1-2相似，而L3-6-1号样品因有裂缝发育，渗透率降低稍慢一些，但是在有效应力增加6 MPa后，渗透率下降比例也达到了48.4%(图10(d))。

图10 煤样应力敏感性物理模拟实验结果Fig.10 Stress sensitivity physical simulation test results of coal samples

含气饱和度既与单井动用资源丰度一起影响动用资源的品质，又通过控制见气时的井底流压降幅影响见气时和见气后的动态渗透率，从而对峰值产气量产生影响。

原始渗透率较高的煤储层在见气时往往具有较高的渗透率(动态渗透率)，动态渗透率越高，越有利于气体产出，进而可获得较高的峰值产气量。

虽然3个主控因素在地质机理方面相互独立，但影响峰值产量时，却相互作用，尤其是含气饱和度与平均渗透率共同对见气时的动态渗透率产生影响，进而影响峰值产气量。3个因素在影响峰值产气量时相互影响，若在老厂区块获得较高的峰值产量(大于600 m3/d)，各主控地质因素的下限指标为：(1)单井动用资源丰度大于1×108m3/km2；(2)平均含气饱和度大于70%；(3)平均渗透率大于0.08 mD，而当含气接近饱和状态时，平均渗透率的下限标准可降到0.03 mD。

5 结论和建议

(1)断裂带附近煤层气井受断裂影响，产水相对较高，产气受到抑制，不利于煤层气井生产。

(2)单井动用资源丰度、动用煤层的平均含气饱和度和平均渗透率是煤层气井峰值产气量的3个主控地质因素，它们共同控制煤层气井的峰值产气量。平均含气饱和度通过控制见气时的井底流压降低幅度，影响见气时和见气后的动态渗透率，从而影响峰值产气量，较高的平均含气饱和度有利于在较低的井底流压降低幅度时见气，有利于保持较高的动态渗透率和气体产出，实现较高的峰值产气量。

(3)在老厂区块低渗透煤储层背景条件下，获得较高峰值产气量(大于600 m3/d)的单井动用资源丰度下限为1×108m3/km2，平均含气饱和度下限为70%，平均渗透率的下限为0.08 mD,若平均含气饱和度达到90%以上，则平均渗透率的下限可降为0.03 mD。

(4)规避断层影响，在构造模型指导下，选择远离断层的井位；在选择合层排采煤层组合时，将单井动用资源丰度1×108m3/km2作为下限，将动用煤层的平均含气饱和度70%作为下限，平均渗透率0.08 mD作为下限。